苏里格气田苏54区块气水分布特征分析

范 萍 ，仲向云 ，李建阳 ，郝 骞 ，孟 洁

1.中国石油长庆油田分公司苏里格气田研究中心 （陕西 西安 710018）

2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室 （陕西 西安 710018）

3.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院 （陕西 西安 710018）

4.中国石油长庆油田分公司第五采气厂 （陕西 西安 710018）

苏54区块位于中国石油长庆油田分公司苏里格气田（以下简称苏里格气田）西北部，是苏里格气田西区的重要组成部分。主要含气目的层位为古生界二叠系下石盒子组盒8段和山西组山1段河流-三角洲沉积砂岩储层，有效储层主要为岩屑质石英砂岩和岩屑砂岩；储集类型属孔隙型储层，孔隙类型以岩屑溶孔和粒间溶孔为主；储层具有低孔、低渗特征。

从前期勘探结果看，区块整体产水严重。区内完钻探井33口，28口井不同程度产水，产水井占84.8%,；平均日产水量12.44m3，其中日产水量大于20m3的井5口，占产水井的17.9%。复杂的气水关系直接影响区块的产能建设部署及实施效果。明确气水分布规律，筛选产建有利区集中建产，对指导区块高效开发具有深远意义。

1 地层水化学特征分析

1.1 地层水常量组分特征

据苏林水型分类方案[1]可知，苏54区块盒8、山1段的地层水类型为CaCl2型；地层水总矿化度在34.5～82.2g/L，平均 57.9g/L； pH 值在 5～6.1，显示酸性水特征；阳离子以 Na+、K+和 Ca2+离子为主，Mg2+离子相对较少；阴离子以Cl-为主（表1）。

1.2 水化学特征系数

地层水化学特征系数常用的有钠氯系数 (Na+/Cl-)、变质系数[Cl-/Mg2+、(Cl--Na+)/Mg2+及 Cl-/Ca2+]、碱交换系数（IBE）等，这些参数与油气的运聚和保存有一定的成因关系。

根据水化学特征系数和矿化度（表2），再与国内外油气藏水化学特征相对比发现，苏54区块地层水符合油气伴生水的特点，它与油气储层长期伴生，并在油气演化及成藏过程中和烃类间存在着经常性的物质成分交换。而且水化学特征系数在一个较宽的范围内变化，说明地层水处于还原环境，反映储层封闭的良好条件，对烃类聚集成藏与赋存非常有利。

2 气水层识别

根据苏54区块盒8和山1段储层流体性质及其典型井的测井响应综合特征，将区块生产井划分为气井、水井、气水同产井和干井4类[2-5]。完试68口井中仅19口井纯产气，纯产水井7口（苏*，日产水 51m3），气水同出井 40口，干井 2口（表 3）。

根据试气结果，水化学分析和测井解释，结合动态资料和静态资料，综合考虑各试气井无阻流量大小，挑选工区内具有代表性的探井和生产井，定性分析气、水层的测井特征，综合判断气水层。

表1 苏里格气田苏54区块盒8、山1地层水与其它油气藏地层水矿化度对比

表2 油气伴生水系数与地层水系数对比表

表3 苏里格气田苏54区块完试井试气资料分析表

从区块电阻率统计结果看：区块内存在高阻气层、低阻气层、高阻水层和低阻水层，高阻气层和低阻水层属于正常响应。综合试气、测井和扫描电镜等资料，区内低阻气层、高阻水层产生的原因有以下6个方面：①高不动水饱和度；②高地层水矿化度；③高孔低阻气层；④泥浆滤液侵入引起低阻；⑤黄铁矿引起低阻；⑥致密水层电阻率明显偏高。

典型井分析：苏A(图1)：该井射孔段为盒8下1段3 548～3 550.5m。2008年10月23日压裂施工，砂量、酸量比 20，砂比 26.7%，砂浓度 389.8kg/m3，排量 1.6～2.2m3/min，入井总液量 187.3m3，返出总液量203.4m3。2008年11月2日测试，日产气量333m3，日产水8.4m3。分析地层水样，总矿化度35.87g/L,CaCl2型水，呈地层水特征。

该井射孔层位中子响应值为2.9%～4.4%，平均值4%；声波时差分布在209.5～226.4μs/m,平均值218.4μs/m；自然伽马分布在 26.6～35.1API，平均值31.8API；孔隙度分布在6.4%～8.5%，平均值7.6%；深侧向电阻率 52.4～64.2Ω·m，平均值 58Ω·m。 综合对比分析后为 3 547.8～3 551.7m、3 552.7～3 554.2m、3 555.1～3 558.0m为水层。

图1 苏A井盒8段综合柱状图

3 气水分布特征

气藏中对天然气和地层水分布的影响因素较多，包括沉积相带的展布、圈闭类型、水动力条件、储集层的成岩作用、储层物性的非均质性、断层等。苏54区块不存在明显气水界面是由于地层较平缓，天然气成藏过程中未能将地层水完全排驱干净，加上岩石物性差异较大，最终导致气水界面不明显。

3.1 气水分布剖面特征

苏54区块上古生界钻遇的水层、含气水层及气水层厚度普遍较薄，地层水相对独立，为局部滞留水。根据目前已有的测井、试气资料，地层水主要分布在盒8和山1段。由于井距较大，气水界面难以确定。气、水层多为薄层，垂直物源方向砂体连通性差，少见大面积联通气层，故气水分布规律难以判断；平行物源方向砂体连通性相对较好，气层与含气层有可能连通。盒8段气层普遍发育，厚度大，钻遇率高；井间距较大，气水不一定连通，单井有全产气和全产水等现象，多井之间存在上水下气的现象。山西组气层发育厚度较盒8段略小，气藏规模有限，储层物性较好，气层发育（图2）。

图2 苏245～苏54-24-87～苏54-24-113气藏剖面图

3.2 气水分布平面特征

苏54区块非均质性强，在平面上同一层位内产气与产水层分布复杂，分布范围不稳定，气水分布缺乏统一边界。同时地层水分布受单砂体控制，单个含水砂体的规模有限，但多个单砂体横向连片分布，使得地层水在平面上分布较广（图3、图4）。区块除中东部基本不产水外，南部、北部及西部均有地层水的存在，并且在一定程度上具有连片分布的特征。

在气水分布规律研究的基础上，结合地质研究成果，对区块进行综合评价，落实Ⅰ+Ⅱ富集区面积394.3km2，占总面积的21.9%。在区块东部不产水的地方筛选出优先开发区 （水平井整体开发区），2012年完钻直井25口，Ⅰ+Ⅱ类井比例达到72.0%，完试22口井，平均无阻流量10.6×104m3/d。完钻水平井3口，2口试气均达百万方，开发效果良好。

4 结论

1）苏54区块地层水型为CaCl2型，矿化度大，同时水化学特征在一个较宽的范围内变化，说明地层水处于还原环境，反映储层封闭性良好，有利于油气聚集和保存。

图3 苏54区块盒8下气水展布图

图4 苏54区块山1气水展布图

2）苏54区块产水井在平面上分布零散，纵向上气、水关系复杂，无统一气水界面，地层水相对独立，为局部滞留水。区块仅中东部基本不产水，南部、北部及西部均有地层水的存在，并且在一定程度上具有连片分布的特征。

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